Экспериментальное определение межфазного натяжения «Газ-вода» для условий пластов Западной и Восточной Сибири Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

РАЗРАБОТКА МЕСТОРОЖДЕНИЙ

УДК 622.279.4

М.А. Моисеев, заведующий лабораторией потокометрических исследований отдела физики пласта; В.Д. Моисеев должность????, ООО «ТюменНИИгипрогаз»

экспериментальное определение межфазного натяжения «газ-вода» для условий пластов западной и восточной сибири

Для обоснования значений межфазного натяжения «газ - вода» при различных пластовых условиях и минерализациях воды были проведены лабораторные эксперименты. В качестве флюидов использовались метан и водный раствор соли хлорида натрия. Измерения межфазного натяжения «газ - вода» проводились по методу висячей капли с помощью пластового тензиметра. Значения межфазного натяжения уменьшаются с ростом давления и температуры, но увеличиваются с ростом минерализации воды. Данные экспериментов хорошо коррелируются с разностью плотностей газа и воды и минерализацией воды.

Данные по межфазному натяжению необходимы для моделирования разработки газовых и газоконденсатных залежей. Межфазное натяжение влияет на процессы совместной фильтрации газа и воды, газа и конденсата, а также на капиллярные характеристики вытеснения газа водой [1].

В лабораториях по исследованию керна проводят эксперименты по фильтрации газа и воды в пластовых условиях и по изучению капиллярных характеристик при вытеснении воды воздухом в атмосферных условиях. Для подготовки этих данных к моделированию нужно привести все лабораторные данные к пластовым условиям. Для перевода данных в пластовые условия необходимо знать величину межфазного натяжения на границе газа и жидкости в термобарических условиях пласта.

В настоящее время инженеры-проектировщики для определения межфазного натяжения пользуются многочисленными расчетными методами, а иногда и значениями из литературных источников, полученными для разных систем флюидов и для разных термобарических условий. Все это накладывает существенные погрешности на процесс моделирования разработки.

Опыт работы с отечественной и иностранной литературой в области экспериментальных исследований межфазного натяжения «газ - жидкость» показал, что сведений в литературных источниках явно недостаточно для того, чтобы охватить весь диапазон геологофизических условий пластов газовых и газоконденсатных месторождений Западной и Восточной Сибири.

Катц Д. Л. и др. [2] приводят данные для межфазного натяжения «метан и углеводородный газ - вода» без учета минерализации воды.

ChaLband и др. [3] описывают эксперименты по определению межфазного натяжения «углекислый газ - вода», причем рассматривают водные растворы хлористого натрия различной концентрации.

В последнее время интенсивно развиваются так называемые полуэмпирические методы [4, 5]. Однако основополагающими все же остаются методы непосредственного экспериментального определения межфазного натяжения. Наиболее известными методами являются: метод капиллярного поднятия, метод отрыва кольца, метод висячей или всплывающей капли [2], метод максимального давления в пузырьке [6], метод крутящейся капли Spinning Drop [7].

Наиболее предпочтительным методом измерения межфазного натяжения является метод висячей капли, поскольку в нем значение межфазного натяжения зависит только от плотностей газа и жидкости и размеров капли, а не зависит от угла смачивания между жидкостью и твердой поверхностью. Вся применяемая для этого метода аппаратура может быть помещена в камеру высокого давления.

В рамках данной исследовательской работы авторами были проведены лабораторные эксперименты по определению межфазного натяжения на границе «газ - вода» по методу висячей капли. В качестве газа использовался химически чистый метан, а в качестве жидкости -водный раствор хлористого натрия ^аС1) с весовой концентрацией соли от 0 до 285 г/дм3. Измерения проводили в широком диапазоне термобарических условий, в том числе: давлений от 1 до 500 атм, температур от 25 до 108 °С. Такой широкий диапазон давлений и температур позволяет моделировать большую часть продуктивных газовых и газоконденсатных залежей, находящихся на территории Западной и Восточной Сибири. Измерения межфазного натяжения производились на пластовом тензи-ометре ^Т-700. Устройство прибора и принцип

его работы аналогичен прибору, описанному в работе [3].

Механическая часть прибора состояла из измерительной ячейки высокого давления (до 690 атм) с двумя сапфировыми смотровыми окнами. Внутри ячейки помещался металлический капилляр. Флюиды подавались в ячейку и капилляр двумя ручными прессами через поршневые контейнеры. Ячейка помещалась в термостат с нагревателем. Температура регулировалась терморегулятором с точностью до ±1 °С.

Для подготовки установки к измерениям межфазного натяжения на границе «газ - вода» измерительную ячейку разбирали, внутреннюю часть измерительной ячейки и сапфировые стекла чистили, сушили, капилляр устанавливали в верхнее положение. Установка капилляра в верхнее положение обуславливается большей плотностью воды по сравнению с плотностью газа, поэтому капля воды под действием силы тяжести будет стремиться вниз. Затем измерительную ячейку собирали вновь, подключали к системе подачи флюидов, вакуумирова-ли и заполняли вместе с первым поршневым контейнером газом при заданном давлении. Второй поршневой контейнер заполнялся моделью пластовой воды. Давление контролировалось датчиком и поддерживалось регулятором. Далее устанавливалась требуемая в ячейке температура, и включался нагрев. Для установления термобарического равновесия после заправки измерительной ячейки флюидами производилась выдержка в течение 24 часов. Выполнение измерений показано на схеме (рис. 1). Из капилляра выдавливалась капля воды, изображение формы капли воды фиксировалось цифровой видеокамерой. Четкость изображения достигалась при помощи источника света, стеклянного диффузора и настройки фокуса видеокамеры. Изображение в цифровом виде поступало на компьютер, где обрабатывалось с помощью специальной программы Vinci Pendant Drop.

Расчет межфазного натяжения в программе прибораIFT 700 производился по формуле Лапласа - Юнга (1), основанной на форме капли и разности плотностей газа и воды. Предполагается, что капля имеет сферическую форму, но на практике каплю можно считать условно

Термостат с нагревом

4

Измерительная ячейка со смотровым окном

Он о 1

W 1

сЗ Н >> rfh 1 1

(D И W -е* к 1

« W hi п 1

Н эк 1

W ь, -Q X 1

о н W 1

К W <L> н о 1

1 1

W 1

Капилляр

Видеокамера

Обработка данных на компьютере

Рис. 1. Схема измерения межфазного натяжения на пластовом тензиометре IFT-700

сферической только в ее нижней части. Условием правильного выбора сечения для измерения межфазного натяжения капли было определение участка капли, который соответствует сферической форме. Принимается, что капля имеет сферическую форму на участке от нижней точки до сечения «шейки» капли ds , расположенного на расстоянии, равном максимальному диаметру капли ^ от нижней точки капли (рис. 2). Расчетная формула межфазного натяжения выглядит следующим образом:

о =

9,81-dez(pw-pg) Н ,

(1)

Рис. 2. Определение межфазного натяжения по методу висячей капли

где о - межфазное натяжение, мН/м; ^ - максимальный диаметр пузырька/ капли в определенном сечении, мм; рж , рд - плотности воды и газа, между которыми измеряется натяжение, г/см3; Н - параметр формы пузырька/капли, который определялся по специальной функции в зависимости от соотношения ^/^ , где 4 - диаметр «шейки» капли [8]. Корректность измерений межфазного натяжения достигалась путем выпуска около 50 капель в каждой серии, пока значения замеряемого параметра не стабилизировалось в пределах погрешности измерений. Относительная погрешность измерений межфазного натяжения составляет ± 1%.

Значения плотностей метана и воды при давлениях от 1 до 500 атм и температурах от 25 до 108 °С были рассчитаны методом линейной интерполяции по данным источников (9, 10). Значения разности плотностей метана и воды в исследуемом диапазоне давлений и температур представлены на графике (рисунок 3). Результаты измерений межфазного натяжения на границе «метан - дистиллированная вода» в исследуемом диапазоне давлений и температур представлены на графике (рис. 4). Результаты замеров в системе «метан - вода» показывают уменьшение межфазного натяжения как с ростом температуры,

разработка месторождений

80

70

*60

£

И 50 0> о и 3

-і^о

и

30

25 °С 50 °С 70 °С 90 °С 108 °С

10 20 30

Давление, МПа

40

50

Рис. 3. Разность плотностей метана и дистиллированной Рис. 4. Межфазное натяжение «метан - дистиллированная

воды при различных давлениях и температурах вода» при различных давлениях и температурах

так и с ростом давления. Однако более значительное уменьшение параметра наблюдается при повышении давления, чем температуры.

На уменьшение величины межфазного натяжения сильное влияние оказывает эффект увеличения растворимости метана в воде при повышении давления [11]. При увеличении температуры плотность воды незначительно снижается, а плотность метана снижается примерно с той же скоростью, поэтому разность плотностей флюидов практически не изменяется. При увеличении же давления плотность воды незначительно растет, а плотность метана увеличивается гораздо быстрее, при этом разность плотностей уменьшается гораздо быстрее.

В данной работе также исследовалось влияние минерализации воды на зна-

чения межфазного натяжения «метан -минерализованная вода». Исследования проводились на водном растворе хлористого натрия при различных весовых концентрациях соли: 16, 30, 100 и 285 г/дм3. По результатам экспериментов при различных давлениях и температурах наблюдалось увеличение величины межфазного натяжения с ростом концентрации соли (рис. 5, 6). С ростом концентрации соли в воде увеличение межфазного натяжения происходит за счет двух эффектов: снижения растворимости метана в минерализованной воде и увеличения плотности минерализованной воды. Таким образом,для обработки и обобщения данных в одну эмпирическую корреляцию необходимо было учесть эти два эффекта при увеличении концентрации соли в воде.

В результате обработки и обобщения данных измерений межфазного натяжения в системе метан - минерализованная вода в исследуемом диапазоне давлений и температур была получена эмпирическая корреляционная зависимость следующего вида:

о = а.т + опдв.(Др)п, (2)

где аммв , омдв - межфазное натяжение на границе метан - минерализованная вода и «метан - дистиллированная вода» соответственно, мН/м; т - молярная концентрация соли в водном растворе, г.моль/л; Др - разность плотностей между метаном и водой, г/см3; а, п - эмпирические коэффициенты.

В рамках данного исследования межфазного натяжения «метан - минерали-

(а) (б)

Рис. 5. Влияние минерализации воды и давления на межфазное натяжение «метан - вода» при Т = 50 °С (а) и Т = 90 °С (б)

Температура, °С

Температура, °С

(а)

Рис. 6. Влияние минерализации воды и температуры на межфазное натяжение «метан

зованная вода» значения эмпирических коэффициентов а и п составили 1,97 и

0,01 соответственно. Таким образом, эмпирическая корреляционная зависимость примет следующий вид:

Оммв = 1,97.|п + Oмдв.(^)0'01, (3)

Молярная концентрация соли определяется делением массовой концентрации соли на ее молекулярный вес. Разность плотностей между метаном и водой определяется для конкретных значений давления и температуры, а также минерализации воды. Эмпирические коэффициенты подбираются на основе экспериментальных данных межфазного натяжения «метан -минерализованная вода».

Данная корреляция учитывает изменения термобарических условий и минерализации воды, что позволяет рассчитать межфазное натяжение «метан - вода» для широкого диапазона значений минерализации воды и пластовых условий в Западной и Восточной Сибири. Значения межфазного натяжения «газ - вода», полученные на основе данной эмпирической корреляции, рекомендуются к применению при моделировании процесса разработки газовых и газоконденсатных залежей.

ВЫВОДЫ

1. В рамках данного исследования были проведены эксперименты по определению межфазного натяжения «газ -

- вода» при Р = 5 МПа (а) и Р = 20 МПа (б)

вода» при различных концентрациях минерализованной воды и термобарических условий, характерных для Западной и Восточной Сибири.

2. Межфазное натяжение в системе «газ-вода» уменьшается как с ростом температуры, так и с ростом давления, но при увеличении давления быстрее, чем при увеличении температуры.

3. Межфазное натяжение «газ - минерализованная вода» увеличивается с ростом концентрации соли в воде при различных давлениях и температурах.

4. В результате обработки и обобщения экспериментальных данных была получена эмпирическая корреляция межфазного натяжения с разностью плотностей газа и воды и концентрацией соли в воде.

Литература:

1. P. Eqermann, J-M. Lombard, and all et. SPE 96896. A new experimental method to determine interval of confidence for capillary pressure and relative-permeability curves. SPE Annual technical conference and exhibition, 9-12 October 2005, Dallas, Texas.

2. Катц Д. Л., Корнелл Д. и др. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа / пер. с англ.; под. ред. Ю. П. Каротаева, Г. В. Пономарева. М: Недра, 1965. 676 с.

3. Chalband, M. Robin and all et. SPE 102918. Interfacial tension data and correlations of brine-CO2 systems under reservoir conditions. SPE Annual Technical Conference and Exhibition, 24-27 September 2006, San Antonio, Texas, USA. C.

4. Firoozabadi A., Ramey H. Y. Surface tension of water - hydrocarbon systems at reservoir condition. JCPT, 1988. 27,3 p. 41-48.

5. Al- Sahhaf T. and et. all. The Influence at Temperature, pressure, solity and Surfraction Concentration on the Interfactial tension of the N2- оШп- water system. Chem. Eng. Comm. 2005, pp. 192-667.

6. Щукин Е. Д. и др. Коллоидная химия / 3-е издание, перераб. и доп. М: Высшая школа, 2004. 445 с.

7. Coretest Systems Inc., Equipment Catalog Index, 1993.

8. Fordham S. On the calculation of surface tension from measurements of pendant drops, Proc. Roy. Soc. (London), 194A; 1(1948).

9. Термодинамические свойства метана. ГСССД: Сер. Монографии. М.: Изд. стандартов, 1979. 348 с.

10. Ривкин С. Л., Александров А. А. Термодинамические свойства воды и водяного пара: справочник - 2-е изд., перераб. и доп. - М.: Энергоатомизат, 1984. 80 с.

11. Нимеот А. Ю. Растворимость газов в воде: Справочное пособие. М: Недра, 1991,167 с.

Ключевые слова: межфазное натяжение, эксперимент, метод висячей капли, тензиометр, минерализация.